TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO -...

UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE

CENTRO DE TECNOLOGIA-CT

DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO-DPET

TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO

SEGURANÇA NA PERFURAÇÃO DE POÇOS TERRESTRES

Tarcísio de Moura Fernandes Neto

Orientador: Profº Msc. Gustavo Arruda Ramalho Lira

Junho, 2015

Trabalho de Conclusão de Curso-DPET/UFRN

2 Tarcísio de Moura Fernandes Neto

Tarcísio de Moura Fernandes Neto

SEGURANÇA NA PERFURAÇÃO DE POÇOS TERRESTRES

Trabalho de Conclusão de Curso apresentado

como parte dos requisitos para obtenção do

Grau em Engenharia de Petróleo pela

Universidade Federal do Rio Grande do Norte.

Aprovado em _____de_______________de 2015

XProfº Msc. Gustavo Arruda Ramalho Lira

Orientador

XMarcio Francisco Alves de Souza

Membro externo: PETROBRAS

XMarcos Allyson Felipe Rodrigues

Membro Examinador - UFRN



DEDICATÓRIA

Dedico primeiramente à realização deste trabalho, ao meu querido Deus, sem

Ele nada seria possível.

Dedico especialmente aos meus pais, Francisco Sétimo e Maria Dalvanira e as

minhas irmãs, Niara Fernandes e Nadja Fernandes por terem me apoiado e ajudado de

todas as formas, principalmente quando precisei de ajuda emocional pra seguir

batalhando em busca de uma formação profissional.

“A dor é passageira. Desistir dura pra sempre.”

Lance Armstrong



AGRADECIMENTOS

Aos meus tios/pais Francisco Décimo e Graça Medeiros por terem me dado total

suporte durante minha formação acadêmica e por ter me acolhido de forma tão especial

em seu lar.

Ao meu professor orientador do trabalho de conclusão e supervisor de estágio

Gustavo Lira.

À Petrobras S/A pela oportunidade de estágio e aos colegas de sala do meu

estágio: Gustavo Lira, Márcio Francisco, Antônio Inácio, Aluísio Filho, Alípio Murata,

Jefferson Pordeus, Emílio Cavalcante, Sérgio de Miranda, Dinarte Marinho e Daniel

Soares que contribuíram de forma significativa com meu aprendizado.

Aos meus amigos de curso Felipe Maia, Thiago Morgado, Eduardo Carvalho,

Glen Martin e Pedro André que fizeram uma batalha difícil se tornar prazerosa.

Aos meus primos e amigos, Matheus Luis, Gustavo Medeiros, Laerte Medeiros,

José Rodrigo, Xavier Neto, Gláucio Medeiros, Glênio Medeiros, Filipe Fernandes, que

me acompanharam e motivaram durante toda a graduação.



FERNANDES NETO, Tarcísio de Moura – Segurança na perfuração de poços

terrestres. Trabalho de Conclusão de Curso, Departamento de Engenharia de Petróleo,

Universidade Federal do Rio Grande do Norte. Natal – RN, 2015.

Orientador: Profº Msc. Gustavo Arruda Ramalho Lira

RESUMO

A segurança de poços na perfuração tem se tornado um dos temas de grande relevância

na indústria do petróleo, devido a perfuração de poços de petróleo sempre envolver

grandes riscos, estes associados a desastres ambientais e até possíveis perdas humanas.

Este trabalho é uma revisão bibliográfica do tema Segurança na perfuração de poços

terrestres e apresenta uma planilha desenvolvida no Excel, que tem por objetivo mostrar

como é feito a atualização das informações prévias em uma sonda de perfuração on-

shore. Com a entrada de dados referentes ao esquema mecânico do poço, fluido de

perfuração, pressão de teste de revestimento, pressão de fratura na sapata, informações

sobre as bombas e o kick, a planilha manterá para o usuário as informações prévias

atualizadas e fornecerá os procedimentos operacionais a serem tomados no método do

sondador, para caso em que o kick aconteça. Os métodos de controle de poço possuem a

finalidade de expulsão do fluido invasor e retornar ao controle primário do poço, caso

contrário, desastres ambientais, perdas de trabalhadores e equipamentos podem vir a

ocorrer.

Palavras-chaves: Revisão bibliográfica, kicks, controle de poço.



ABSTRACT

Security wells drilling has become one of the most relevant issues in the oil industry due

to drilling oil wells always involve major risks associated with these environmental

disasters and even possible loss of life. This work is a literature review in Security

drilling of onshore wells and has developed a spreadsheet in Excel, which aims to show

how it's done updating previous information in an on-shore drilling rig. With the data

entry for the mechanical layout of the well, drilling fluid coating test pressure, fracture

pressure at shoe, information about the bombs and the kick, the spreadsheet will keep to

the user updated background information and provide procedures operating driller to be

taken in the method for the case where the kick occurs. Well control methods have the

purpose of expulsion of the invading fluid and return to the primary control of the well,

otherwise, environmental disasters, loss of workers and equipment can occur

Keywords: Literature review, kicks, well control.



Sumário 1. Introdução .......................................................................................................................... 15

1.1 Objetivos ..................................................................................................................... 16

2. Aspectos Teóricos .............................................................................................................. 18

2.1 Sistemas de sonda de perfuração ................................................................................. 18

2.1.1 Sistema de sustentação de cargas ............................................................................ 18

2.1.2 Sistema de movimentação de cargas ....................................................................... 19

2.1.3 Sistema de rotação ................................................................................................... 20

2.1.4 Sistema de circulação .............................................................................................. 23

2.1.5 Sistema de segurança de controle de poço .............................................................. 23

2.1.6 Sistema de monitoramento ...................................................................................... 24

2.1.7 Sistema de geração e transmissão de energia .......................................................... 25

2.2 Pressões geradas pelo fluido de perfuração ................................................................. 25

2.2.1 Fluido estático - Pressão hidrostática .................................................................. 25

2.2.2 Fluido dinâmico – Equivalent Circulating Density (ECD) ................................. 26

2.3 Geopressões ................................................................................................................. 26

2.3.1 Pressão de sobrecarga .......................................................................................... 27

2.3.2 Pressão de poros .................................................................................................. 28

2.3.3 Pressão de colapso ............................................................................................... 29

2.3.4 Pressão de fratura ................................................................................................ 29

2.3.5 Janela operacional ............................................................................................... 30

2.4 Controle de poço ......................................................................................................... 30

2.4.1 Causas de kicks ....................................................................................................... 30

2.4.1.1 Falta de ataque ao poço ........................................................................................... 31

2.4.1.2 Pistoneio .................................................................................................................. 32

2.4.1.3 Perda de circulação .................................................................................................. 32

2.4.1.4 Massa específica de lama de perfuração insuficiente .............................................. 33

2.4.1.5 Corte de lama por gás .............................................................................................. 34

2.4.2 Detecção e indícios de kicks ................................................................................... 34

2.4.3 Pressões de fechamento (Shut-in Drill Pipe Pressure e Shut-in Casing Pressure) e

Pressão Reduzida de Circulação ............................................................................................. 35

2.4.4 Procedimentos de fechamento do poço ................................................................... 35

Procedimento para fechamento de poço na perfuração ................................................ 36

2.4.5 Informações do kick ................................................................................................ 36

2.4.6 Métodos de controle de kicks .................................................................................. 38



2.4.6.1 Método do sondador ................................................................................................ 38

2.4.6.2 Método do engenheiro ............................................................................................. 42

2.4.6.3 Método volumétrico estático ................................................................................... 43

3.0 Metodologia ................................................................................................................... 48

3.1 Relevância das informações prévias............................................................................ 48

3.2 Equações pertinentes ao controle do kick ................................................................... 48

3.2.1 Máximas pressões permissíveis no choke ............................................................... 49

3.2.2 Cálculos das seções tubulares.................................................................................. 50

3.2.3 Dados das bombas ................................................................................................... 51

3.2.4 Pressão Reduzida de Circulação – PRC .................................................................. 52

3.2.5 Pressão Inicial de Circulação – PIC ........................................................................ 53

3.2.6 Pressão Final de Circulação – PFC ......................................................................... 53

4.0 Resultados ...................................................................................................................... 55

5.0 Conclusões / Recomendações .............................................................................................. 63

6.0 Bibliografia .......................................................................................................................... 65



Lista de figuras

Figura 1: Guincho ....................................................................................................................... 19

Figura 2: Bloco de coroamento ................................................................................................... 20

Figura 3: Catarina e gancho ........................................................................................................ 20

Figura 4: Mesa rotativa ............................................................................................................... 21

Figura 5: Kelly quadrado............................................................................................................. 21

Figura 6: Top Drive ..................................................................................................................... 22

Figura 7: Motor de fundo ............................................................................................................ 22

Figura 8: Swivel ........................................................................................................................... 23

Figura 9: Painel do sondador (Sistema de monitoramento) ........................................................ 24

Figura 10: Esquema de estimativa da pressão de sobrecarga ...................................................... 28

Figura 11: Janela operacional ...................................................................................................... 30

Figura 12: Perda de circulação .................................................................................................... 33

Figura 13: Gráfico de pressões estabilizadas .............................................................................. 37

Figura 14: Evolução da pressão no método do sondador ............................................................ 39

Figura 15: Detalhamento do comportamento do kick e pressões 1 ............................................. 41

Figura 16: Detalhamento do comportamento do kick e pressões 2 ............................................. 42

Figura 17: Comparação entre as pressões geradas pelo método do sondador e do engenheiro,

variando também o volume do kick ............................................................................................. 43

Figura 18: Pressão no choke na primeira fase ............................................................................. 44

Figura 19: Pressão no fundo do poço na primeira fase ............................................................... 44

Figura 20: Pressão no choke na segunda fase.............................................................................. 46

Figura 21: Pressão no fundo do poço na segunda fase ................................................................ 46

Figura 22: Ilustração dos espaços anulares ................................................................................. 50

Figura 23: Desenho esquemático dos dados do estudo de caso .................................................. 56

Figura 24: Identificação do poço ................................................................................................. 57

Figura 25: Inserção dos dados do revestimento e flluidos .......................................................... 57

Figura 26: Resultado da máxima pressão permissível no choke (gás abaixo da sapata) ............. 58

Figura 27: Composição da coluna de perfuração ........................................................................ 58

Figura 28: Resultado do VTP e VS ............................................................................................. 59

Figura 29: Dados das bombas ..................................................................................................... 59

Figura 30: Resultado da quantidade de strokes para cada seção do poço .................................. 60

Figura 31: Cálculos de PIC, PFC e lama de matar ...................................................................... 60

Figura 32: Resultados do procedimento do método do sondador ............................................... 61



Lista de tabelas

Tabela 1: Tabela contendo informações para identificação do poço .......................................... 55

Tabela 2: Informações referentes a coluna de perfuração ........................................................... 55

Tabela 3: Informações referentes ao último revestimento .......................................................... 55

Tabela 4: Dados das bombas ....................................................................................................... 56

Tabela 5: informações sobre o kick ............................................................................................. 56



Lista de Símbolos gregos

σov = Pressão de sobrecarga ou Overburden psi

ρb = Massa específica da formação lb/gal

ρw = Massa específica da água lb/gal

ρf = Massa específica do fluido de perfuração lb/gal

ρfc = Massa específica do fluido cortado por gás lb/gal

ρtampão = Massa específica do tampão de manobra lb/gal

ρk = Massa específica do kick lb/gal

ρfm = Massa específica do fluido de matar lb/gal

ΔZ = Profundidades das formações m

ΔH = Nivel de fluido de fluido devido operação de tampão de manobra m

ΔP = Queda de pressões devido deslocamento/corte de lama por gás m

η = Eficiência volumétrica da bomba %

δMP = Deslocamento real da bomba



Nomenclatura e abreviações

BOP = Blowout Preventer

ESCP = Equipamento do Sistema de Controle de Poço

ECD = Equivalent Circulating Density lb/gal

PH = Pressão Hidrostática psi

g = Constante gravitacional m/s²

h = Altura vertical da coluna de um fluido m/ft

PV = Profundidade vertical do poço m/ft

Pan = Queda de pressão no anular devido a uma certa vazão de bombeio psi

Z = profundidade m/ft

GP = Gradiente de pressão psi/m ou psi/ft

Cpoço ou rev = Capacidade do poço ou coluna bbl/m

ID = Diâmetro interno in

OD = Diâmetro externo in

DEScol = Deslocamento da coluna devido a retirada de aço do poço bbl/m

Vtampão = Volume de tampão de manobra bbl

Vaço ret = Volume de aço retirado do poço devido à manobra bbl

Lret = Comprimento da tubulação retirada do poço m

HPHT = High Pressure and High Temperature

MR = Mesa rotativa

SIDPP = Shut In Drill Pipe Pressure psi

SICP = Shut In Case Pressure psi

Pmáx,EQ = Menor valor de pressão entre a de teste e a de resistência à pressão interna do

último revestimento descdido no poço psi

Pmáx,BOP = Pressão de teste psi

Pmáx,REV = Valor de 80% da resistência a pressão interna do último revestimento descido

no poço psi

RPI = Resistência a Pressão Interna



PRC = Pressão Reduzida de Circulação psi

VRC = Velocidade Reduzida de Circulação

BHA = Bottom Hole Assembly

PIC = Pressão Inicial de Circulação psi

PFC = Pressão Final de Circulação psi

Hk = Altura do kick m/ft

WB = Peso de barintina lb

VLS = Volume de lama no sistema bbl

Vlm = Volume de lama nova para gerar queda de 100 psi no choke no top kill bbl

C = Capacidade do poço bbl/m

Pckmáx = Máxima pressão registrada no choke quando o gás atinge a superfície no top kill

do método volumétrico estático psi

Pmáx, frat = Pressão de fratura da formação na profundidade do último revestimento psi

DC = Drill collars

HW = Heavy Weight Drill Pipes

DP = Drill Pipes

VBombeado = É o volume real de fluido bombeado gal/stroke

D = É o diâmetro interno da camisa da bomba in



___________________________________

CAPÍTULO I

Introdução

___________________________________



1. Introdução

O tema controle de poço tornou-se um dos temas particularmente mais

importantes na industria petrolífera, por várias razões como: Desperdício dos recursos

naturais, contaminação de meio ambiente, indenizações e a possível perda de vidas

humanas quando influxos indesejáveis e explosões ocorrem. Devido aos incidentes

passados um número crescente de regulamentações governamentais e restrições

colocadas na indústria petroleira tem crescido.

A técnica de construção de poços de petróleo mais usada atualmente consiste

basicamente em aplicar rotação e peso sobre uma broca que está situada na extremidade

de uma coluna de perfuração. Os mecanismos de corte da broca sobre as rochas,

fragmentam-as em pedaços que simultaneamente são carreados por um fluido de

perfuração bombeado pelo interior da coluna e retorna pelo espaço anular entre o poço

aberto e a coluna até atingir uma determinada profundidade. Em seguida a coluna de

perfuração é retirada do poço e uma coluna de revestimento de aço de diâmetro inferior

ao da broca é descida e cimentada e assim segue até chegar ao alvo pré-determinado.

O fluido de perfuração possui várias funções, porém uma das mais importantes é

exercer pressão hidrostática no poço, se a lama de perfuração não cumprir este papel,

poderá resultar na infiltração de fluidos indesejáveis no poço, que poderá causar um

descontrole no interior do poço podendo até chegar à perda total do mesmo.

Vários acidentes já ocorreram na indústria do petróleo ao longo dos anos,

causando grandes prejuízos ambientais e socioeconômicos. Um dos mais lembrados e

de maior repercussão, foi o blowout no Golfo do México em abril de 2010, quando

ocorreu uma explosão na plataforma de perfuração Deepwater Horizon, de propriedade

da empresa Transocean, operando para a British Petroleum - BP, sendo considerado um

dos mais graves acidentes do setor de Exploração e Produção de Petróleo. Este acidente

resultou na morte de 11 pessoas e num vazamento entre 12 e 25 mil de barris por dia.

(Salatiel, José Renato: Desastre ambiental: Consequências do vazamento de petróleo no

golfo do México. Disponível em: < http://vestibular.uol.com.br/resumo-das-

disciplinas/atualidades/desastre-ambiental-consequencias-do-vazamento-de-petroleo-

no-golfo-do-mexico.htm> Acesso em: maio de 2015)

Letbetter (1975) fala que reconhecendo os riscos da perfuração, as empresas

como Shell, Petrobras entre outras, começaram a simular situações de influxos dos

fluidos das formações produtoras para dentro do poço com o intituito das equipes

operacionais da sonda adquirir experiência com a situação, já que historicamente alguns

influxos que poderiam ser controlados tornaram-se desastres, por falta de competência

e/ou treinamento das equipes.

Este trabalho apresenta ao leitor um estudo voltado para as operações de

controle de poço de petróleo terrestres e parâmetros relevantes, os quais devem ser

http://vestibular.uol.com.br/resumo-das-disciplinas/atualidades/desastre-ambiental-consequencias-do-vazamento-de-petroleo-no-golfo-do-mexico.htm





monitorados para que seja possível evitar a ocorrência de influxos de fluidos

provenientes da formação para o poço e em seguida apresentará cálculos para

elaboração da planilha de informações prévias e discute os elementos-chave que podem

ser usados para controla-los.

1.1 Objetivos

O trabalho tem como principal objetivo fazer uma revisão bibliográfica sobre o

tema e elaborar uma planilha de controle de poço, com os procedimentos a serem

tomados caso um kick venha a ocorrer.



___________________________________

CAPÍTULO II

Aspectos Teóricos

___________________________________



2. Aspectos Teóricos

Neste capítulo é apresentada uma vasta revisão bibliográfica, dividida da

seguinte estrutura:

• Revisão envolvendo os principais os sistemas de sonda;

• Pressões geradas pelo fluido de perfuração parado e circulando;

• Conceitos relacionados à geopressões e definições de kicks e blowouts;

• Revisão das causas, indícios e método do controle de poço

2.1 Sistemas de sonda de perfuração

Existem dois tipos de sondas, em relação ao objetivo da operação, as sondas de

perfuração e as sondas de produção. As sondas de perfuração são estruturas compostas

por equipamentos e sistemas que possibilitam a perfuração de poços, os quais dão

acessos aos reservatórios, enquanto que as sondas de produção proporcionam realizar a

equipagem do poço (deixando-o capaz de produzir) ou executar alguma operação de

intervenção. Neste trabalho o foco será dado à parte de perfuração.

Para realizar a perfuração são necessários recursos e equipamentos específicos, o

agrupamento de equipamentos é conhecido como sistema de uma sonda. A sonda possui

sete principais sistemas para fíns didáticos mais ou menos difundidos, são eles:

2.1.1 Sistema de sustentação de cargas

O sistema de sustentação de cargas é constituído do mastro ou torre, da

subestrutura e da base ou fundação. A carga correspondente ao peso da

coluna de perfuração ou revestimento que está no poço é transferida para o

mastro ou torre, que, por sua vez, e descarrega para a subestrutura esta para a

fundação ou base. Em perfurações marítimas pode não existir fundações [...].

(THOMAS et al, 2001, p.55)

Ainda de acordo com THOMAS et al. (2001), o mastro é uma estrutura de aço e

em forma piramidal e deve ter espaço suficiente para a execução de manobras, já a torre

é montada peça a peça, montada na posição horizontal e posteriormente elevada a

posição vertical.

Outro constituinte deste sistema é a subestrutura, que são vigas de estruturas de

aço, posicionadas sobre a fundação. Estas fundações são “[...] estruturas rígidas

construídas em concreto, aço ou madeira, que apoiadas sobre o solo resistente, suportam

com segurança as deflexões, vibrações e deslocamentos provocados pela sonda.”

(THOMAS et al, 2001, p.57)

Um dos critérios para escolha da sonda terrestre (para sondas que atuam no mar

existem vários critérios adicionais, como altura lâmina d’água, temperatura do fundo ) é

baseada pela capacidade que a mesma tem em suportar pesos compostos pela coluna de



perfuração e ainda deixar uma folga para uma eventual overpull (margem de segurança

que indica o quanto de tensão um operador pode utilizar para remover um tubo de

perfuração preso sem rompê-lo) caso se tenha problemas com o poço.

2.1.2 Sistema de movimentação de cargas

É o conjunto de equipamentos responsáveis por prover toda movimentação

vertical de equipamentos que irão ser descidos no poço. É composto por gancho,

guincho, catarina, bloco de coroamento e cabo de perfuração.

O guincho tem o controle do cabo de perfuração, que faz com que a catarina

suba ou desça, para a realização de movimentos de equipamentos no interior do poço,

além de controlar o peso sobre broca acionado pelos freios nela existentes, como

também da torque em chaves flutuantes para conexões ou desconexões e controlar

equipamentos leves como registradores de inclinação.

Figura 1: Guincho

Fonte: THOMAS et al, 2001

THOMAS et al (2001) define que o bloco de coroamento é o conjunto de polias

localizadas no topo do mastro ou torre, que são responsáveis por suportar o peso que o

cabo de perfuração está tracionando. A catarina também é um conjunto de polias, porém

são móveis, sustentadas por o cabo de perfuração que passam alternadamente entre o

bloco de coroamento e a catarina. Na parte inferior da catarina ainda possui um gancho

que ameniza as vibrações da carga, não deixando passar para a catarina.



Figura 2: Bloco de coroamento

Fonte: THOMAS et al, 2001

Figura 3: Catarina e gancho

Disponível em: < http://www.worldoils.com>: Acesso em maio de 2015

2.1.3 Sistema de rotação

São os equipamentos que promovem a rotação da broca. Existem basicamente

três maneiras de promover rotação:

Através do conjunto mesa rotativa e bucha do kelly: Em sondas

convencionais utiliza-se a mesa rotativa e bucha do kelly. A mesa rotativa é o

equipamento responsável por girar toda a coluna de perfuração, aplicando

torque em uma coluna de formato quadrado ou hexagonal, conhecida como



bucha do kelly e essa por sua vez transmite para a coluna de perfuração.

(THOMAS et al 2001)

Figura 4: Mesa rotativa

Fonte: THOMAS et al (2001)

Figura 5: Kelly quadrado

Disponivel em: < http://portuguese.alibaba.com>: Acesso em maio de 2015

Por meio do top drive: Em sondas equipadas com Top drive, que é um motor

acoplado a catarina, que desliza sobre um trilho fixo e emite o torque na

parte superior a coluna de perfuração. Uma das vantagens de se usar o top

drive é que a perfuração pode ser realizada de três a três tubos, ao invés de

somente um (mesa rotativa e kelly) e em poços de alta profundidade pode

descer ou retirar coluna girando e circulando fluido simultaneamente, o que

evita e/ou soluciona problemas com o poço. (THOMAS et al, 2001, p.64).



Figura 6: Top Drive

Disponível em: <http://www.bizearch.com> Acesso em maio de 2015

Através de motor de fundo: Uma das aplicações deste equipamento é em

poços de altas profundidades quando a rotação da coluna se torna critica, um

motor de fundo é acoplado acima da broca, à potência do fluido de perfuração

é o responsável pelo giro que o motor promove a broca. (Fundamentos de

perfuração, PETROBRAS, 2002, p.10). O motor de fundo também é utilizado

em inicio de uma fase do poço quando não se tem peso sobre broca suficiente e

em brocas que precisam de alta rotação.

Figura 7: Motor de fundo

Disponivel em: <http://www.tecnicodepetroleo.ufpr.br>: Acesso em maio de 2015

http://www.bizearch.com/

http://www.tecnicodepetroleo.ufpr.br/apostilas/engenheiro_do_petroleo/perfuracoes.pdf



O Swivel é o equipamento responsável por direcionar o fluido de perfuração

bombeado dos tanques para o interior da coluna, também liga as partes rotativas das

fixas. A parte superior permanece estacionária enquanto que a inferior fica girando.

Figura 8: Swivel

Disponível em: <http://www.oilfield.com>: Acesso em maio de 2015

2.1.4 Sistema de circulação

É constituído por equipamentos responsáveis pela a produção do fluido de

perfuração até o devido tratamento. São eles: Tanques, bombas, swivel e sistema de

tratamento. Os fluidos são produzidos e armazenados em tanques e em seguida são

succionados por bombas alternativas para o interior da coluna até passar pelos jatos de

brocas, em seguido o fluido retorna pelo anular carreando os cascalhos gerados pela

perfuração, ao chegar na superfície esse fluido passará extratores de sólidos e ainda

podem ir a desgaseificadores para remoção do gás que pode ter ficado incorporado ao

fluido. O condicionamento do mesmo é dado pela a adição de produtos para que o

mesmo adquira características reológicas iniciais ou suficientes para seguir a

perfuração. (Fundamentos de perfuração, PETROBRAS, 2002)

2.1.5 Sistema de segurança de controle de poço

Durante a perfuração, pode ocorrer a produção indesejada de fluido da

formação, então esse sistema presente na sonda tem a finalidade de controlar o influxo

caso o mesmo eventualmente aconteça. É composto por um conjunto de válvulas para

fechamento do poço Blowout Preventer (BOP) / Equipamento do Sistema de Controle

de Poço (ESCP) / unidade acumuladora/ acionadora, painéis remotos de controle, linhas

de matar, choke e choke manifold.

Os preventores são acionados sempre que houver ocorrência de um kick,

fluxo indesejável do fluido contido numa formação para dentro do poço. Se

este fluxo não for controlado eficientemente poderá se transformar num



blowout, ou seja, poço fluindo totalmente sem controle, acidentes pessoais,

perda parcial ou total do reservatório, poluição e dano ao meio ambiente, etc.

(THOMAS et al, 2001,p. 67)

Segundo THOMAS et al. (2001) quando o influxo é identificado o BOP é

acionado, desta maneira fluido hidráulico contido em baterias armazenadoras sob

pressão (Unidades acumuladoras) são bombeados para acionar algum elemento do BOP,

esta é uma maneira de acionamento, porém o BOP também pode ser acionado pelos

painéis remotos de controle de forma pneumática, normalmente por questão de

segurança existem dois, um próximo a sonda e outro afastado da zona de risco.

Se acionado o BOP, o fluxo de lama é desviado das peneiras para a linha do

choke. Essa linha interliga o choke manifold (Conjunto de válvulas) ao poço e que por

sua vez tem a função de controlar fluxos e pressões do poço. A linha que possibilita a

injeção de fluidos pelo anular é chamada de linha de matar.

2.1.6 Sistema de monitoramento

São os equipamentos que permitem acompanhar e registrar parâmetros à

perfuração, tais como peso sobre broca, rotação, vazão e pressão de bombeio, drags

entre outros.

Figura 9: Painel do sondador (Sistema de monitoramento)

Disponível em: <http://www.petroleo.ufsc.br/palestras/2004_08_05.pdf>: Acesso em junho de 2015

Com o progresso da perfuração observou-se que um máximo de eficiência e

economia seria atingido quando houvesse uma perfeita combinação entre os vários

parâmetros da perfuração. Disto surgiu a necessidade do uso de equipamentos para o

registro e controle destes parâmetros. Eles podem ser classificados em indicadores, que

apenas indicam o valor do parâmetro em consideração, e registradores, que traçam

curvas dos valores medidos.

http://www.petroleo.ufsc.br/palestras/2004_08_05.pdf



2.1.7 Sistema de geração e transmissão de energia

Tem a finalidade de gerar e distribuir energia para todos os equipamentos

constituintes da sonda. Geralmente são fornecidos por motores à diesel devido

usualmente se perfurar poços em áreas remotas sem distribuição de energia. Em

localidades que há uma grande produção de gás e este iria para o queimador, pode ser

usados para gerar energia para os equipamentos, porém esse seria um sistema a parte

não fazendo parte do sistema de geração e transmissão de energia da sonda.

2.2 Pressões geradas pelo fluido de perfuração

2.2.1 Fluido estático - Pressão hidrostática

É definido como a pressão devido a uma altura hidrostática de um fluido.

Depende diretamente da massa específica do fluido e da altura vertical. Pode ser

calculada pela expressão abaixo:

𝐏𝐇 = 𝝆𝒇 ∗ 𝐠 ∗ 𝐡

(1)

Onde :

PH = pressão hidrostática;

ρf = massa específica do fluido;

g = constante gravitacional;

h = altura vertical da coluna de fluido;

Na indústria do petróleo devido as unidades de campo e utilizar unidades

americanas, a equação (1) se resume a:

𝐏𝐇 = 𝟎,𝟏𝟕𝟎𝟒 ∗ 𝝆𝒇 ∗ 𝐏𝐕

(2)

Onde :

PH = pressão hidrostática em psi;

ρf = massa específica do fluido lb/gal;

PV = profundidade vertical do poço em m;

E o 0,1704 é a constante para conversão de unidades;



2.2.2 Fluido dinâmico – Equivalent Circulating Density (ECD)

Quando o fluido de perfuração está circulando através da coluna de perfuração, a

pressão do fundo do poço será maior do que a pressão hidrostática da lama. A pressão

adicional é devido à pressão de atrito necessária para bombear o fluido da saída da

broca até retornar a superfície pelo anular, no caso da circulação direta. Esta pressão de

atrito deve ser adicionada à pressão hidrostática para obter uma representação

verdadeira da pressão que atua contra a formação no fundo do poço.

𝐄𝐂𝐃 = 𝝆𝒇 +𝐏𝐚𝐧

𝟎,𝟏𝟕𝟎𝟒 ∗ 𝐏𝐕

(3)

Onde:

ECD = Dado em lb/gal;

ρf = Massa específica do fluido de perfuração dada em lb/gal;

Pan = Queda de pressão no anular em psi devido a uma certa vazão de bombeio;

PV = Profundidade do poço em ft;

0,1704 é a constante de conversão de unidades;

A densidade de circulação equivalente do fluido deve ser monitorizada

continuamente para assegurar que a pressão na formação abaixo da sapata, devido ao

ECD do fluido e sistema, não exceda a pressão de absorção da formação.

2.3 Geopressões

A definição dada por ROCHA e AZEVEDO (2009) engloba no termo

geopressões todas as pressões e tensões existentes no subsolo, e todas aquelas que são

impostas às formações que podem, inclusive, levar à falha da rocha.

“Recentes estudos comparativos realizados pela Petrobras e por outras

operadoras identificaram que kicks, perdas de circulações e instabilidade de poços,

todos os problemas relacionados a geopressões, estão entre as principais causas de

tempos perdidos na perfuração[...]” (ROCHA e AZEVEDO, 2009).

Não há dúvidas da relevância do termo “Geopressões” para o tema deste

trabalho, já que muitos problemas operacionais que podem acarretar em influxos para o

interior do poço são decorridos devido a estimativas equivocadas ou do

desconhecimento das geopressões.



As geopressões são estimadas de acordo com os estudos realizados para o

conhecimento das pressões de poros, fratura e colapso o que acarretará na janela

operacional (limites máximos e mínimos de peso de fluido de perfuração para cada

profundidade com a finalidade de não fraturar a formação ou deixá-la colapsar ou ainda

tomar um eventual influxo indesejado) e assentamento das colunas de revestimento.

2.3.1 Pressão de sobrecarga

É a pressão a uma determinada profundidade exercida pelo peso total das

camadas sobrejacentes incluindo os fluidos, também é conhecida por pressão de

Overburden. Devido ter atuação em uma matriz da rocha (plano) e ser exercida não

somente por fluidos (possui direção de atuação), o termo tensão é mais apropriado e

pode ser calculado com a equação seguinte:

𝛔𝐎𝐕 = 𝛒𝐛

𝐙

𝟎

∗ 𝐠 ∗ 𝐝𝐙

(4)

Onde :

σOV = pressão de sobrecarga;

Z = profundidade;

ρb = massa específica das formações;

g = constante gravitacional;

A

(4 com a integral discretizada e com unidades de campo torna-se:

𝛔𝐎𝐕 = 𝟏,𝟒𝟐𝟐 𝛒𝐰𝐙𝐰 + 𝛒𝐛𝚫𝐙

𝐧

𝟎

𝐩𝐬𝐢𝐚

(5)

Onde :

ρw = massa específica da água (geralmente adotada com o valor 1,03 g/cm3);

Zw = profundidade da lâmina d’água em metros;

ρb = massa específica das formações em g/cm3 (varia entre 1,90 a 2,50 g/cm3);

ΔZ = profundidade das formações em metros;

1,422 é a constante de conversão de unidades;



Ainda nas equações (4) e (5), possuem o termo do ar, conhecido como Air gap,

mas devido a massa específica do ar ser muito pequena, este termo foi considerado

como zero.

Figura 10: Esquema de estimativa da pressão de sobrecarga

Fonte: Adaptado (ROCHA e AZEVEDO, 2009)

As profundidades e a constante gravitacional não são problemas, mas as massas

específicas das rochas são as incógnitas da equação. Nota-se que o a rochas superficiais

onde as informações sobre elas são quase que inexistentes, mas por outro lado, é sabido

que essas rochas são mais porosas, devido se ter um menor efeito da compactação, desta

maneira geralmente usa-se um valor entre 1,50 a 1,95g/cm³. Os demais valores são

medidos de forma direta, por testemunhagem e/ou perfis de densidade ou ainda por

correlações.

2.3.2 Pressão de poros

De acordo com ROSA (2006) uma rocha é composta por partículas sólidas,

espaços vazios e fluidos preenchendo os espaços vazios. Normalmente esse fluido é

água, óleo ou gás ou ainda os três juntos de forma imiscível e a porcentagem de cada

fluido é conhecida como saturação.

A pressão de poros, também conhecida como pressão da formação ou pressão

estática, é a pressão exercida pelos fluidos que saturam os espaços porosos da rocha.

ROCHA e AZEVEDO (2009).

Uma das mais importantes funções do fluido de perfuração é exercer uma

pressão no poço superior a pressão dos fluidos contidos nos poros das

formações [...]. Se, por algum motivo a pressão no poço se tornar menor que

a pressão de uma formação e se esta possuir permeabilidade suficiente,

deverá haver fluxo do fluido da formação para o interior do poço. A esse

fluxo da-se o nome de kick [...].

(SANTOS, 2013, p.17)

Vale ressaltar da citação acima, que esse influxo é controlável, caso torne-se

incontrolável, tem-se a situação de blowout. Um blowout tem como definição o fluxo



descontrolado da formação para o poço e deste para a superfície, no caso de poços

terrestres. Caso o fluido chegue a superfície pelo interior do poço chama-se de blowout,

se for através de fraturas das rochas denomina-se crateramento e se o influxo for para

uma formação não revestida tem-se um underground blowout. (SANTOS, 2013).

Para um projeto de um poço de petróleo é de grande importância a determinação

da pressão de poros das formações, pois a massa específica mínima do fluido de

perfuração a ser utilizado deve ser estabelecida de modo a prover uma pressão interna

no interior do poço suficiente, para que não haja fluxo dos fluidos da rocha para dentro

do poço. Ela é também muito importante na análise de estabilidade, pois interfere no

cálculo da pressão efetiva.

Sua classificação é dividida em:

Anormalmente baixa (Pressão de poros < Pressão hidrostática);

Normal (Pressão de poros = Pressão hidrostática);

Anormalmente alta (Pressão hidrostática < Pressão de poros < 90% da

pressão sobrecarga);

Alta sobrepressão (Pressão de poros > 90% Pressão de sobrecarga);

O nível de referência para cálculo da pressão hidrostática é sempre em relação à

mesa rotativa.

2.3.3 Pressão de colapso

É a pressão que ocasiona a falha da rocha por cisalhamento, sob efeito de tensões

de compressão. Tanto pode ocorrer devido ao baixo peso de fluido (colapso inferior),

como também devido a um alto valor para fluido de perfuração (colapso superior).

ROCHA e AZEVEDO (2009).

Problemas de instabilidade de poço são facilmente notados, devido causar à

redução do diâmetro do poço e consequentemente altos drags e/ou aprisionamento de

coluna por acunhamento. Outro agravante é o desmoronamento da parede do poço o que

pode prender a coluna por incapacidade de limpeza do anular.

2.3.4 Pressão de fratura

É a pressão que ocasiona falha a rocha por tração. As falhas por tração ocorrem

quando a tensão se torna negativa, porém com maior em modo absoluto que a

resistência à tração da rocha. Assim como a pressão de colapso, é ocasionado pelo baixo

peso do fluido (fratura inferior) e por o alto peso (fratura superior). As conseqüências

podem ser desmoronamento de poço de poço, perda de circulação, etc. ROCHA e

AZEVEDO (2009).



2.3.5 Janela operacional

O conjunto de geopressões gera uma janela operacional para limitar o peso do

fluido de perfuração para cada profundidade. Esta janela operacional é bem importante,

pois é um dos critérios de assentamento das sapatas para manter a integridade do poço.

Figura 11: Janela operacional

Fonte: ROCHA e AZEVEDO (2009)

2.4 Controle de poço

Pode ser definido como uma série de procedimentos e passos executados com a

finalidade evitar o kicks e blowouts e consequentemente danos materias, de recursos

humanos e desastres ambientais, lembrando ainda que a imagem da empresa pode ser

prejudicada caso alguns desses danos supracitados aconteçam. AIRD (2009) divide

esses procedimentos em três tipos:

Controle primário: Deve-se ao fato da pressão hidrostática exercida pelo

fluido de perfuração seja superior a pressão de poros das zonas produtoras,

caso isso não aconteça, o kick ocorrerá e diz-se que o controle primário foi

perdido.

Controle secundário: No caso de já se ter perdido o controle primário, o

controle secundário deverá ser executado por um conjunto de equipamentos

com a finalidade de evitar o blowout.

Controle terciário: Algum método especial deve ser introduzido para que

mantenha-se o controle do poço, caso contrário, o poço entrará em blowout.

2.4.1 Causas de kicks

Como já explicado em tópicos anteriores, o kick é causado geralmente pelo

princípio da redução do nível da lama de perfuração ou do peso específico do fluido e



que a formação tenha permeabilidade suficiente para produção. Vários são os motivos

causadores dessas reduções, abaixo são apresentados os principais causadores mostrado

por SANTOS (2013).

Falta de ataque ao poço

Pistoneio

Perda de circulação

Massa específica da lama de perfuração insuficiente

Corte de lama por gás

2.4.1.1 Falta de ataque ao poço

Pode definir a falta de ataque ao poço pela falha em manter o poço abastecido

durante a remoção da coluna de perfuração. Um exemplo são as manobras, a retirada da

coluna de perfuração removerá um volume de aço que causa rebaixamento do nível de

fluido do poço, diminuindo desta maneira a pressão hidrostática, o que poderá causar o

kick.

Para evitar o possível influxo, é feito um acompanhamento do volume do tanque

de manobra, caso o volume do tanque seja menor do que o previamente calculado, deve-

se desligar as bombas e interromper a manobra imediatamente para realizar um flow

check (checagem para ver se o poço está em fluxo) em caso de fluxo, fechar o poço

imediatamente. O volume de aço retirado é o mesmo do volume que deve ser

adicionado ao poço e pode ser calculado da seguinte forma:

VAço ret = Lret ∗ DEScol

(6)

Onde:

VAço ret é dado em bbl;

Lret é o comprimento da tubulação que foi retirada em m;

O termo DEScol é o deslocamento da coluna e é dado em bbl/m;

A queda de pressão pode ser calculada pela equação 7 abaixo:

∆P =0,1704 ∗ ρf ∗ VAço ret

Cpoço ou rev − DEScol

(7)

Onde:



ΔP é a redução de pressão devido à retirada do volume de aço em psi;

ρf é o peso especifico do fluido de perfuração em lb/gal;

VAço ret é o volume de aço retirado do poço em bbl;

Crev ou poço é a capacidade do revestimento ou do poço em bbl/m;

2.4.1.2 Pistoneio

É o acontecimento de um efeito pistão no poço durante a retirada da coluna o

que ocasiona uma redução de pressão no fundo do poço, pode ser exprimido de duas

maneiras: SANTOS (2013).

Mecânico: Queda do nível de fluido devido a retirada mecânica do fluido

pela restrinção do espaço anular. A restrinção do espaço anular pode ser dada

pelo enceramento de broca, packer ou poço delgado. E seus principais

indícios são o retorno de fluido e um provável aumento do peso da coluna na

retirada.

Hidráulico: Redução de pressão devido a perda de carga induzida pelo

movimento do fluido que irá ocupar o espaço deixado pela broca na retirada

da coluna.

2.4.1.3 Perda de circulação

Segundo MITCHELL e MISKA (2011) é a perda de fluido que esta sendo

bombeado para o interior da formação, seja na perfuração, completação ou workover.

Pode ser de dois tipos: Parcial quando é notada somente a diminuição do retorno de

fluido para os tanques e total, quando o fluido se perde completamente na formação.

Este problema afeta diretamente a economia, visto que a reposição dos materiais,

serviços e tempo de sonda adicional são bastante representativos em um orçamento de

projeto de poço.

Outra questão importante é a segurança, caso a perda se dê em uma formação

profunda, as zonas mais rasas poderão entrar em kick, ou seja, a perda de fluido pode ser

ocasionada por uma alta massa específica que irá fraturar uma formação resultando na

diminuição da pressão hidrostática no interior do poço.

Levando para o lado ambiental, a invasão de pasta de cimento ou um fluido de

perfuração podem contaminar aqüíferos ou mesmo danificar reservatórios.

Os principais motivos para a ocorrência da perda são as zonas com altas

permeabilidades, que podem ser: Zonas permeáveis, fraturas naturais, formações

inconsolidadas, falhas ou mesmo pelo overbalance e o peso do fluido utilizado na

operação.



Quando a perda ocorrer, os procedimentos que devem ser tomados é saber o

intervalo da perda, o tipo de formação e a severidade.

Uma das possíveis soluções é aumentar o teor de sólidos da lama de perfuração

para formar parede de reboco no poço, porém controlar o peso do fluido para que não

exerça uma grande pressão nas paredes do poço e tentar manter taxa mínima de

bombeio, mas que assegure a limpeza do poço.

Figura 12: Perda de circulação

Fonte : MITCHELL & MISKA (2011)

2.4.1.4 Massa específica de lama de perfuração insuficiente

Este problema normalmente ocorre não por falha projeto do fluido, mas sim por

falta da informação, como por exemplo, de que o poço é High Pressure and High

Temperature (HPHT) o que faz com que o peso do fluido se torne insuficiente

particularmente em zonas com pressão de poros anormalmente alta. Essas zonas HPHT

são locais que possuem gradiente de pressão e temperatura maiores que os previstos de

acordo com a profundidade.

Outras situações que reduzem a peso da lama:

Sedimentação de barintina no poço e nos tanques de lama;

Remoção sem recomposição da barintina pelas centrífugas e mud cleaners;

Aumento da temperatura do fluido (poços HT);

Perfuração de áreas com injeção de fluido (recuperação secundária) sem as

devidas práticas recomendadas (fechamento de poços injetores antes da

perfuração);



2.4.1.5 Corte de lama por gás

O fenômeno de corte de lama por gás, nada mais é que a redução do peso do

fluido (lama de perfuração juntamente com fluido da formação que contém quantidades

de gás) devido à redução da pressão quando trazido a superfície, causando a expansão

do gás e consequentemente redução da massa específica do fluido de perfuração.

A queda de pressão hidrostática no poço pode ser calculada pela equação 8, mas

embora a massa específica do fluido seja reduzida a valores significativos, esse efeito de

redução no poço não é o mesmo, pois a expansão do gás é muito maior quando o fluido

chega a superfície.

ΔP = 34,5 ∗ ρf

ρfc− 1 ∗ log

PH

14,7

(8)

Onde:

ΔP = Redução de pressão em um ponto avaliado, em psi;

ρf = Massa específica do fluido de perfuração, lb/gal;

ρfc = Massa específica do fluido cortado, lb/gal;

PH = Pressão hidrostática no poço, no ponto avaliado, dado em psia;

2.4.2 Detecção e indícios de kicks

SANTOS (2013) evidencia a importância da detecção rápida de um kick, pois o

pico de pressão gerada e o tempo gasto para controlar o poço dependerão diretamente

do volume do influxo. É válido salientar que para a detecção prévia de um kick, as

sondas devem ser dotadas de equipamentos avançados e equipes bem treinadas para

detectar previamente e fechar o poço o mais rápido possível.

Existem indicadores primários que podem alertam sobre kicks, os principais são:

Fluxo com bombas desligadas: No caso de não haver fluxo para dentro do

poço e o fluido está retornando, o poço deve imediatamente ser fechado,

porém a equipe deve fica atenta ao motivo do retorno de fluido, pois pode ser

devido a diferença hidrostática entre o interior da coluna e o anular, ou ainda

retorno de fluido que tinha invadido a formação.

Poço aceitando volume indevido durante manobras: O poço não aceita um

volume de fluido igual ao volume de aço retirado ou o poço devolve mais

volume de fluido do que o de aço que foi adicionado. Estes volumes são



controlados via tanques de manobra e deve ser acompanhado por planilhas de

enchimento do poço

Aumento da vazão de retorno: O poço devolve mais fluido do que o que

deveria, para um caso de vazão de perfuração constante.

Aumento do volume dos tanques de lama: Este é um forte indicador

primário de kick, se os tanques de lama de perfuração estão com os níveis

maiores que o deveriam e se nenhum fluido de perfuração foi adicionado no

mesmo, isto indica um possível kick.

Os indicadores secundários são parâmetros de perfuração que dependem de

muitos fatores (são vários os motivos para alteração do parâmetro), por isso podem

gerar falsos alertas sobre kicks ou alertar que um kick esta para ocorrer, desta maneira é

recomendado realizar um flow check, que é desligar as bombas e avaliar se a fluxo de

fluido no poço, se ocorrer o fluxo o poço deve ser fechado rapidamente. São alguns

deles:

Taxa de perfuração;

Redução da pressão de bombeio;

Variação na leitura de gás de fundo, conexão e manobra;

Corte de gás e/ou óleo e alga salgada no fluido de perfuração ;

2.4.3 Pressões de fechamento (Shut-in Drill Pipe Pressure e Shut-

in Casing Pressure) e Pressão Reduzida de Circulação

SANTOS (2013) define Shut-in Drill Pipe Pressure como a pressão de

fechamento registrado no tubo bengala, é abreviada como SIDPP. Já a pressão de

fechamento registrada a montante do choke e é abreviada a como SICP.

A Pressão Reduzida de Circulação é a pressão registrada quando a bomba atinge

a velocidade de 30 ou 40 spm (conhecida como Velocidade Reduzida de Circulação –

VRC) para poços com BOP terrestres. O uso da VRC é devido:

Causar menor erosão dos equipamentos;

Gerar menores pressões de bombeio;

Possibilitar maior tempo para manipulação do choke;

2.4.4 Procedimentos de fechamento do poço

Após a detecção do kick há duas escolhas possíveis a se fazer: A primeira fechar

o poço imediatamente (mais recomendada) e a segunda realizar o flow check. A

realização do flow check exige um tempo adicional para a operação, podendo gerar um

aumento do volume do kick. Mas existem casos em que os indícios e a detecção de

influxo são muito difíceis, então recomenda-se realizar flow check para estas situações.



Para poços HPHT, onde existe o risco de prisão de coluna, aconselha-se manter

girando a coluna de perfuração, pois o tempo da realização da checagem é no mínimo

de 15 minutos e vai até a confirmação ou não se está ocorrendo o influxo. Essa operação

de manter a coluna girando, além de minimizar os riscos de prisão por diferencial de

pressão como já mencionado anteriormente, ainda quebra o desenvolvimento da força

gel, o que poderia dá um falso valor para as pressões de fechamento na superfície.

(SANTOS, 2013)

O modo de fechamento do poço pode ser de duas maneiras: O fechamento lento

(Soft) e o fechamento rápido (Hard), a diferença entre os dois é que no primeiro tipo de

fechamento, o choke e o BOP são mantidos abertos nas operações normais de

perfuração e são fechados somente quando o kick é detectado, já no fechamento rápido

o choke já fica na posição fechada enquanto que o BOP é fechado somente após a

detecção do influxo, gerando um menor volume de kick menor.

Considerando o modo de fechamento rápido e para poços em terra, os

procedimentos para fechamento dependerá da operação em que se está realizando no

poço. São eles:

Perfurando ou circulando no poço

Manobrando tubos de perfuração

Manobrando comandos

Poço sem coluna

Descendo revestimento

Neste trabalho, o procedimento rápido para fechamento de poço terrestre na

operação de perfuração esta descrito abaixo.

Procedimento para fechamento de poço na perfuração

1. Parar mesa rotativa (se possuir top drive, elevar primeiro a coluna um tool joint

acima da mesa rotativa - MR).

2. Elevar o Kelly um tool joint acima da MR, sem deixar que um conector fique na

gaveta vazada.

3. Parar bomba de lama.

4. Abrir a HCR.

5. Fechar BOP anular.

6. Observar pressão máxima de permissível no manômetro do choke.

7. Ler as pressões estabilizadas de fechamento no tubo bengala e no choke, são

respectivamente a SIDPP e SICP.

8. Aplicar o método do sondador (será visto mais adiante).

2.4.5 Informações do kick

Após o fechamento do poço, ocorrerá à elevação das pressões no tubo bengala e

no choke e posteriormente as estabilizações, são chamadas respectivamente de SIDPP e



SICP. Normalmente a SICP possui valores superiores ao da SIDPP, pois o fluido

invasor irá para o anular. Se no interior da coluna não existir fluido invasor, a SIDPP é a

diferença entre a pressão da formação e a pressão hidrostática da coluna e esta pressão

independe do volume do kick, diferentemente da SICP que está diretamente ligada à

quantidade de fluido invasor no espaço anular.

O procedimento de determinação das pressões SIDPP e SICP é feito visualmente

traçando um gráfico através dos registros dos manômetros do tubo bengala e do choke a

cada minuto nos 15 primeiros minutos e em diante a cada 5 minutos, gerando o gráfico

da Figura 13: Gráfico de pressões estabilizadas.

O período de estabilização é o tempo em que as pressões no interior do poço se

iguala a pressão da formação, não há um tempo fixo, pois depende de vários fatores, tais

como permeabilidade da formação, porosidade, diferença de pressão. Este período de

estabilização corresponde ao tempo de fechamento.

Figura 13: Gráfico de pressões estabilizadas

Fonte: SANTOS, 2013

O trapeamento de pressões ocorre quando o poço é fechado antes das bombas

serem paradas totalmente ou o fato da migração do gás no interior do poço e das

movimentações da coluna, então o poço deve-se ser aliviado, drenando pequenos

volumes de fluido e fechando o choke até que a pressão no tubo bengala pare de cair,

após isso o registro das pressões são SIDPP e SICP.

Sobre o volume do kick, é importante atentar que quando a bomba é desligada

ocorrerá um retorno de fluido para os tanques, e esse volume deverá ser diminuído do

volume ganho nos tanques, pois o volume errado de kick será registrado, dificultando o

processo de controle de poço



2.4.6 Métodos de controle de kicks

Quando existe gás no poço, o controle é bem mais difícil devido o

comportamento de expansão dos gases quando se reduz as pressões. O poço deve ser

fechado logo após a detecção do kick, mas não pode ser fechado indefinidamente, já que

o processo de expansão do gás aumentará as pressões a níveis em que o poço não

resistirá, sendo necessário abrir o poço e aliviar a pressão hidrostática (devido a

expulsão do fluido de perfuração causada pela expansão do gás), mas se o poço passar

muito tempo aberto, a hidrostática ficará bem menor que a pressão da formação,

podendo tomar outro kick e consequentemente perder o controle do poço.

Uma ponderação entre o tempo em que deixará o poço fechado e o tempo que o

poço ficará aberto deve ser feita, para que a migração do fluido invasor seja de forma

controlada, mantendo a pressão do fundo do poço constante na operação de expulsão do

fluido invasor.

O objetivo principal dos métodos é a expulsão do fluido invasor e retomar o

controle primário do poço, utilizando o princípio da pressão constante no fundo do

poço, sem causar danos aos equipamentos e a integridade do poço (fraturar sapata do

último revestimento descido) e também sem tomar kicks adicionais. SANTOS (2013).

Para a indústria petroleira, são usados basicamente três métodos de controle, o

método do sondador (será descrito detalhadamente, pois é o objeto de estudo deste

trabalho), do engenheiro e o método volumétrico estático. O método do sondador

consiste em duas etapas, primeiro circula-se todo fluido invasor com o fluido original

no poço e posteriormente troca-se o fluido de perfuração por uma lama de

amortecimento. Já o método do engenheiro realiza-se essas duas etapas de uma única

vez, enquanto se injeta o fluido de amortecimento, circula-se e elimina-se o kick. A

diferença básica entre o método volumétrico e os dois explicados anteriormente, é que

por alguma razão (coluna entupida ou coluna fora do poço), não se pode circular a lama

no poço, então faz-se vários processos de migração e expansão controlada do fluido

invasor para fora do poço drenando a pressão gerada do pelo fluido invasor e em

seguida substitui pelo fluido de amortecimento.

2.4.6.1 Método do sondador

Procedimento de expulsão do fluido invasor com a lama original, chamada de

primeira circulação: SANTOS (2013).

1. Manter a pressão do choke constante até a bomba atingir a VRC, após a isso a

leitura do bengala torna-se a PIC e a mantém constante até circular o volume

equivalente do anular com VRC, sempre observando as pressões máximas

permissíveis no choke.

2. Quando circular o equivalente do espaço anular, deve-se parar a bomba e

nesse momento as pressões do anular e do bengala devem ser iguais a SIDPP.



Neste momento, já ocorreu o fim da primeira circulação, os passos seguintes são

adicionar ao poço a nova lama, chama de lama de matar.

3. Bombear a lama de matar pelo interior da coluna com pressão igual à SIDPP

até a lama chegar à broca, no inicio do bombeio a pressão é PIC e se reduzirá

até a pressão final de circulação (PFC) quando o fluido chegar a broca.

4. Circular a lama de matar com PFC até a lama de matar chegar a superfície.

5. Parar a bomba e fechar o choke, neste momento as pressões do choke e do

tubo bengala deverão ser zero.

6. Abrir o poço e verificar se há fluxo.

7. Se ocorrer o fluxo, realizar as operações anteriores novamente.

Na Figura 14, pode-se relatar algumas causas do comportamento das pressões no

choke, no tubo bengala e na sapata. Os eventos foram divididos em 16 partes e serão

explicados a seguir.

Figura 14: Evolução da pressão no método do sondador

Fonte: Adptado SANTOS (2013)

1. Quando a bomba é acionada, no tubo bengala a pressão parte de SIDPP e vai

crescendo (devido as perdas de cargas de PRC) até a PIC, quando a bomba

atinge a VRC, enquanto que no choke e na sapata as pressões são mantidas

constantes (ausência da perda de carga no anular).

2. Topo do gás atinge o topo dos Drill Collars - DC’s, o que aumentará a área

seccional e reduzirá o comprimento da altura do gás.



3. Base do gás atinge o topo dos DC’s, ocasionará a expansão controlada (até o

evento 6) do gás e terá um acréscimo de pressão no choke e na sapata,

enquanto que a pressão no bengala continuará constante até o término da

primeira circulação (evento 9).

4. Topo do gás chega a sapata, este é o momento de pressão máxima na sapata

do último revestimento, a partir deste instante a pressão na sapata começa a

decrescer em virtude da diminuição da altura de gás abaixo da sapata.

5. Base do gás ultrapassou o topo da sapata, neste instante a pressão máxima

permissível, passa a ser os valores observados no choke.

6. Topo do gás atinge a superfície, o que causará aumento da pressão

hidrostática, mas será compensado com abertura do choke que reduzirá

significativamente as pressões no choke.

7. Base do kick chega até a superfície, neste instante, a pressão no choke torna-

se o valor da SIDPP e fica constante. As demais pressões permanecem

constantes.

8. As bombas são paradas, o que gera uma queda de pressão no bengala devido

a diminuição das perdas de carga do sistema. Ao término as pressões no

bengala e choke deverão ser iguais a SIDPP, se não houver pressão trapeada

ou ou gás no poço.

9. Fim da primeira circulação e expulsão do fluido invasor. Note que a primeira

circulação, bombea-se a quantidade de strokes necessária para circular o

volume do anular.

10. Início da segunda circulação e a bomba começa a acelerar até atingir a VRC

e a pressão PIC, após este instante o poço começa a ser amortecido pelo

interior da coluna, o fluido de matar gera a redução da PIC até PFC (mantém-

se PFC até o final da circulação, evento 15). A pressão na sapata é constante

devido ser desconsiderado as perdas de carga no anular.

11. A lama de matar chega até a broca, neste instante o poço começa a ser

amortecido pelo anular e ocorrerá uma queda de pressão na sapata e no choke,

pois o mesmo é aberto de forma a compensar a circulação de uma lama mais

densa no espaço anular com o intuito de manter a pressão de fundo constante.

12. Lama de matar atinge o topo dos DC’s o que causará uma taxa de redução

menor na sapata e no choke, devido uma maior área seccional transversal.

13. Lama de matar atinge a sapata, neste instante a pressão na sapata torna-se

constante.

14. Lama chega na superfície, devido o choke está totalmente aberto a pressão vai

a zero.

15. As bombas são paradas, o que gera uma queda de pressão no bengala devido

a diminuição das perdas de carga do sistema. Ao término as pressões no

bengala e choke deverão ser iguais a zero.

16. Fim da segunda circulação.

As Figura 15 e Figura 16 mostram detalhadamente como os fluidos se deslocam

gerando as curvas de pressões da Figura 14. Ressaltando que o kick é de gás e que se

fosse de água os comportamentos das pressões seriam de outra maneira.



Figura 15: Detalhamento do comportamento do kick e pressões 1

Fonte: Elaborado pelo autor



Figura 16: Detalhamento do comportamento do kick e pressões 2


2.4.6.2 Método do engenheiro

Este método pode substituir o método do sondador, a diferença é que terá apenas

uma única circulação e esta só começará após o adensamento do fluido de perfuração. A

pressão no choke não pode ser mantida constante, já que o gás no interior do anular

deverá se expandir, desta maneira, o choke deve ser regulado de forma a manter a



pressão no tubo bengala igual à PIC, quando a bomba atingir a VRC e cair até PFC

quando a nova lama atingir a broca.

O método do engenheiro exige menores valores de pressões na circulação (ver

Figura 17), pois antes do kick atingir a superfície a lama adensada atinge a broca. Outro

fator positivo ao método é ser mais rápido que o método do sondador, mas em

contrapartida possui maiores dificuldades operacionais.

Figura 17: Comparação entre as pressões geradas pelo método do sondador e do engenheiro, variando

também o volume do kick

A melhor maneira de controlar a pressão no tubo bengala é fazer uma tabela de

pressão em função do número de strokes bombeados, quando a pressão chegar em PFC

se manterá constante até o final da circulação

2.4.6.3 Método volumétrico estático

Como já citado anteriormente, o método é utilizado quando por alguma razão

não se pode circular o poço, dessa maneira a pressão no fundo do poço é mantida

constante e a um valor de pressão da formação acrescido de 100 psi para margem de

segurança.

O método consiste primeiramente em migrar o influxo em expansão de forma

controlada, com períodos de migração e períodos de drenagem. O segundo passo,

chamado de top kill, é a fase de injeção de fluido adensado no poço pela linha de matar,

ou kill line, já que não é possível circular pela coluna.

Na primeira parte do método, fecha o choke para que ocorra o aumento de 150

psi (100 psi da margem de segurança e 50 psi de margem operacional), logo em seguida

drena-se um volume de lama que reduza 50 psi (ver equação (9) tentando manter a

pressão no choke constante, após reduzir em 50 psi a pressão, fecha o choke novamente

e esperar ganhar 50 psi e isso é refeito até que o gás chegue a superfície.



V𝑙𝑚 = 294C

ρf

(9)

Onde:

ρf = Massa específica do fluido de perfuração, lb/gal;

C = Capacidade do poço, bbl/m;

É importante lembrar que a pressão no fundo do poço ficará variando a valores

entre 100 e 150 psi a mais que a pressão da formação e a pressão no choke sempre irá

aumentar e terá valores máximos quando o gás chegar à superfície (ver Figura 18 e Figura

19).

Figura 18: Pressão no choke na primeira fase

.

Fonte: SANTOS, 2013

Figura 19: Pressão no fundo do poço na primeira fase

Fonte: SANTOS, 2013



O procedimento operacional do top kill é dado da seguinte forma: SANTOS

(2013).

1. Injetar um Vlm até que a pressão no choke aumente em 100 psi, registrar o

valor e calcular o ganho de pressão no fundo do poço, através da equação (10).

2.

ΔP = 0,1704 ∗ ρfm ∗Vlm

C

(10)

Onde:

ρfm = Massa específica do fluido de matar, lb/gal;

C = Capacidade do poço, bbl/m;

Vlm = Volume de lama nova que gere aumento de 100 psi no choke

A massa específica do fluido de matar pode se estimada pela equação (11.

𝜌fm =Pckmax ∗ C

0,1704 ∗ Vg

(11)

Onde:

Vg = É o volume de gás, em bbl;

Pckmax = É a máxima pressão no choke quando o gás chega na superfície, em psi;

3. Permitir a segregação do fluido adensado a uma taxa de três minutos por

barril.

4. Drenar o gás pelo choke até que a pressão no choke reduza para Pck – ΔP (ΔP

da equação (10)).

5. Repetir o ciclo a partir do passo 2, até que o poço esteja completamente

preenchido com a lama de perfuração adensada.

O comportamento das pressões no fundo do poço e no choke podem ser

observados nas (Figura 20 e Figura 21).



Figura 20: Pressão no choke na segunda fase

Fonte: SANTOS, 2013

Figura 21: Pressão no fundo do poço na segunda fase

Fonte: SANTOS, 2013



___________________________________

CAPÍTULO III

Metodologia

___________________________________



3.0 Metodologia

Neste tópico será apresentado os cálculos pertinentes a elaboração da planilha,

assim como alguns conceitos básicos e suportados pelo tópico dos aspectos teóricos.

3.1 Relevância das informações prévias

Após a detecção do kick, o poço deverá ser fechado imediatamente, para que o

volume do influxo indesejável seja o menor possível e o controle do poço seja retomado

mais “facilmente”.

As informações prévias da planilha devem sempre estar atualizadas,

independente da ocorrência de kick ou não. O motivo é simplesmente devido as

operações de circulação do kick e de amortecimento do poço dependerem das

informações das antes e durante o kick.

O tempo que levaria para ir atrás das informações prévias somente após a

ocorrência do kick poderia ser crucial para a perda total do controle do poço, e o que era

kick torna-se blowout.

3.2 Equações pertinentes ao controle do kick

Considerações:

O volume de kick é o mesmo volume ganho nos tanques;

A massa específica do kick,é estimada pela equação (12);

𝜌𝑘 = 𝜌𝑓 +SIDPP + SICP

0,1704 ∗ H𝑘

(12)

Onde:

ρk = Massa específica do kick (lb/gal);

ρf = Massa específica do fluido de perfuração (lb/gal);

Hk = Altura do kick (m);

SIDPP e SICP em psi;

a. Massa específica do fluido de matar é dada pela fórmula abaixo:

𝜌𝑓𝑚 = 𝜌𝑓 +SIDPP

0,1704 ∗ PV

(13)

Onde:



ρfm = Massa específica da lama de matar (lb/gal);


PV = Profundidade vertical do poço (m);

SIDPP em psi;

b. Quantidade de barintina necessário para adensar o fluido até chegar o peso da

lama de matar.

WB = 1500 ∗ VLS +ρfm − ρf

35,8 − 𝜌𝑓𝑚

(14)

Onde:

ρfm = Massa específica da lama de matar (lb/gal);


WB = Peso de barintina necessária a adicionar ao sistema (lb);

VLS = Volume de lama no sistema (bbl);

3.2.1 Máximas pressões permissíveis no choke

A máxima pressão permissível no choke (Pmáx, EQ): É o menor valor obtido entre:

a. Pressão de teste do BOP (Pmáx, BOP).

b. Valor de 80% da resistência a pressão interna do revestimento (Pmáx, REV).

PMáx ,REV = 0,8 ∗ RPI

(15)

Onde RPI é a Resistência a Pressão Interna do último revestimento descido ao

poço, em psi;

c. Pressão de fratura da formação na profundidade do último revestimento

(Pmáx, frat).

PMáx ,Frat = 0,1704 ∗ ρ𝑓𝑟𝑎𝑡

− ρ𝑓 ∗ PV𝑆𝑎𝑝𝑎𝑡𝑎

(16)

Onde:

ρfrat = Massa específica equivalente de fratura da formação frente ao último

revestimendo descido (lb/gal);

PVSapata = Profundidade Vertical da sapata (m);



3.2.2 Cálculos das seções tubulares

Capacidades: A capacidade do anular e da coluna de perfuração é o volume do

anular ou coluna por unidade de comprimento, geralmente expresso na indústria do

petróleo em bbl/m. O cálculo é feito pela equação (17).

Ccoluna = 3,19 ∗ 10−3 ∗ (ID𝑒𝑙𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑙𝑢𝑛𝑎2 )

(17)

Onde ID é diâmetro interno dos elementos da coluna de perfuração (DC’s, HW’s

e DP’s) expresso em in;

Para o cálculo da capacidade do anular, é necessário saber se o elemento de

coluna de perfuração está inserido no poço aberto ou revestimento.

Figura 22: Ilustração dos espaços anulares


CREV −coluna = 3,19 ∗ 10−3 ∗ IDREV2 − ODelemento de coluna

2

(18)



Cpoço −coluna = 3,19 ∗ 10−3 ∗ IDpo ço2 − ODelemento de coluna

2

(19)

Volumes: Os volumes da coluna e dos espaços anulares podem ser calculados

de acordo com a geometria do poço. O volume pode ser encontrado apenas

multiplicando as respectivas capacidades pelos respectivos comprimentos de cada

seção. O volume é dado em bbl.

V = C ∗ L

(20)

3.2.3 Dados das bombas

As bombas são equipamentos rotativos utilizados para converter energia

mecânica em energia hidráulica (vazão) em fluidos pressurizados, podendo aumentar

sua velocidade (energia cinética) com o objetivo de efetuar ou manter o deslocamento

de um líquido por escoamento. A ação mecânica cria um vácuo parcial na entrada da

bomba, permitindo que a pressão atmosférica force o fluido do tanque, através da linha

de sucção, a escoar. A bomba, por sua vez, passará o fluido para a abertura de saída,

forçando-o sob pressão através do sistema hidráulico. (O que é Bombas hidráulicas.

Disponível em: < http://www.cimm.com.br/portal/verbetes/exibir/625-bombas-

hidraulicas >. Acesso em junho de 2015).

Para o desenvolvimento da planilha de informações prévias é importante saber:

Eficiência volumétrica (η);

Deslocamento teórico fornecido pelo fabricante;

Deslocamento real (δMP);

δMP = η ∗ Deslocamento teórico

(21)

Volume real bombeado

VBombeado = 0,0102 ∗Cursos ∗ D2 ∗ η

100

(22)

http://www.cimm.com.br/portal/verbetes/exibir/625-bombas-hidraulicas




Onde:

VBombeado = É o volume real de fluido bombeado (gal/stroke);

D = É o diâmetro interno da camisa da bomba (in);

Número de ciclos

Nstrokes = 42 ∗Va ser bombeado

VBombeado

(23)

Onde:

Nstrokes = É o número de strokes necessário para se bombear uma certa

quantidade de fluido (strokes);

Va ser bombeado = É o volume de fluido necessário ser bombeado (gal/stroke);

42 = É a constante de conversão de gal/stroke para bbl/stroke;

Volume Total do Sistema (VS);

VS = Vtanques + Vpoço

(24)

Onde Vpoço é a soma do volume contido no interior da coluna de perfuração com

o fluido presente nos espaços anulares, caso o volume do sistema aumente, é um indício

que o poço esteja em kick.

3.2.4 Pressão Reduzida de Circulação – PRC

A definição de PRC já foi introduzida nos aspectos teóricos, mas a forma de

calcular não, assim tem-se que a PRC é:

PRC = ∆Psistema

(25)

O qual ΔPsistema são as perdas de carga do sistema quando a bomba atinge a

VRC. PRC é dada em psi, assim como as perdas de carga.

Quando deve-se medir:

i. Quando ocorrer troca de turno de operadores.

ii. Quando ocorrer troca de fluido.

iii. Quando houver mudança da composição da coluna de perfuração.



3.2.5 Pressão Inicial de Circulação – PIC

É a pressão com que irá expulsar o fluido invasor do poço, como no método do

sondador a expulsão do kick é feita com o fluido original, a PIC deverá ser um valor que

seja no mínimo igual ao valor da pressão de poros frente a formação que está em kick.

Ressaltando que no interior da coluna temos apenas fluido de perfuração cujo o valor é

conhecido e no anular temos a mistura do fluido invasor (massa específica não

conhecida) e fluido de perfuração, por este motivo não pode-se estimar o valor da PIC

pelo anular, então tem-se que:

PIC = PRC + SIDPP

(26)

3.2.6 Pressão Final de Circulação – PFC

É a pressão a ser mantida no tubo bengala, durante a circulação do kick após a

lama de matar chegar a broca até chegar a superfície. Pode ser calculada pela equação

(27).

PFC = PRC ∗ρ

lm

ρf

(27)



___________________________________

CAPÍTULO IV

Resultados

___________________________________



4.0 Resultados

Desenvolvida a planilha de informações prévias e a planilha do método do

sondador, o passo seguinte é a validação da mesma através de um estudo de caso. Os

dados referentes ao caso estão nas Tabela 1, Tabela 2, Tabela 3,

Tabela 4 e Tabela 5 além da Figura 23 que resume todos os dados.

Tabela 1: Tabela contendo informações para identificação do poço

IDENTIFICAÇÃO DO POÇO Unidades

Nome do poço:

7-UF-10-RN

Sonda: DRILLING 7 Data: 10/06/2015 Profundidade do poço: 1050 metros TVD: 1050 metros Fase atual: 8 3/4 pol Pressão de teste E.S.C.P. 5000 Psi

Tabela 2: Informações referentes a coluna de perfuração

ELEMENTOS DA COLUNA DE PERFURAÇÃO

TIPO Comprimento da seção (m)

DP’s 1 4 1/2"; 16,6 lb/ft 500 DP’s 2: 4 1/2"; 20 lb/ft 340 HW’s 5 1/2"; 57 lb/ft 120 DC’s 1: 6 3/4"; 101,3 lb/ft 60 DC’s 2: 7 3/4"; 136,1 lb/ft 30

Tabela 3: Informações referentes ao último revestimento

REVESTIMENTO Unidades

Tipo: 9 5/8"; 47 lb/ft; P-110 PVsapata 500 m ρfrat 24,8 lb/gal ρf 9,8 lb/gal



Tabela 4: Dados das bombas

DADOS DAS BOMBAS Unidades

Fabricante: B-850-PT Curso: 9 in Diâmetro do camisa: 6 1/4 in η 97 % VRC 30 SPM PRC 100 psi

Tabela 5: informações sobre o kick

INFORMAÇÕES SOBRE O KICK

Unidades

Volume do influxo: 15 bbl SICP registrada: 350 psi SIDPP registrada: 280 psi

Figura 23: Desenho esquemático dos dados do estudo de caso




Após todos os dados serem inseridos na planilha elaborada, os resultados foram

os seguintes:

Figura 24: Identificação do poço

A Figura 24 mostra informações sobre a identificação do poço, é de extrema a

importância esta identificação, pois é com base no poço que serão armazenadas todos

dados relacionados a esquema mecânico, fluido e pressões.

Figura 25: Inserção dos dados do revestimento e flluidos

Na Figura 25 tem-se em amarelos os valores para diâmetro interno e RPI do

último revestimento descido no poço, nota-se que esses valores são automaticamente

preenchidos na planilha visto que a mesma possui uma base de dados para cada

revestimento, esses valores servirão para cálculo das máximas pressões permissíveis no

choke quando o gás estiver abaixo e após a sapata (ver Figura 26).



Figura 26: Resultado da máxima pressão permissível no choke (gás abaixo da sapata)

Na Figura 27 tem-se a composição da coluna de perfuração, assim como na

seleção do revestimento, podemos selecionar os diâmetros dos DC’s, HW’s e DP’s. Os

valores dos diâmetros internos e externos preenchidos automaticamente com a base de

dados, servirão para os cálculos de capacidades e volumes. O espaço pra selecionar

“Rev” ou “Poço” é para identificar se o elemento de coluna está inserido dentro do

revestimento ou esta em poço aberto. A seta em azul mostra o sentido o poço vai

aprofundando. Os espaços em brancos servem para fazer combinações com vários

diâmetros de DP’s, HW’s e DC’s.

Figura 27: Composição da coluna de perfuração

Na Figura 28 tem-se o resultado do volume do poço por seções, devido por

devido o método do sondador necessitar saber a quantidade de fluido do espaço anular

para o término da primeira circulação e expulsão do kick, como também contabilizar o

volume de fluido que deve ser bombeado para PIC se tornar PFC e ter-se um melhor

controle das pressões no poço.



Figura 28: Resultado do VTP e VS

As Figura 29 e Figura 30 mostram os dados da bomba do estudo de caso e o

resultado da quantidade de strokes bombeados para cada seção do poço. Com os dados

das bombas e volumetria do poço, pode-se calcular a quantidade de ciclos necessários

para expulsar o fluido invasor, calcular o volume de lama nova que deve ser bombeada

até a broca com PIC no tubo bengala e depois bombear o volume de fluido suficiente

para a lama de matar sair da broca e chegar até a superfície, mantendo a PFC.

Figura 29: Dados das bombas



Figura 30: Resultado da quantidade de strokes para cada seção do poço

Com mais alguns cálculos realizados pode-se estimar valores de PIC, PFC e

lama de matar (ver Figura 31). O resultado final com os procedimentos para controle de

poço utilizando-se do método do sondador, pode ser visualizado na Figura 32.

Figura 31: Cálculos de PIC, PFC e lama de matar



Figura 32: Resultados do procedimento do método do sondador



___________________________________

CAPÍTULO V

Conclusões / Recomendações

___________________________________



5.0 Conclusões / Recomendações

O trabalho apresentou o desenvolvimento de uma planilha na ferramenta Excel

para registro e atualização das informações prévias e caso um kick venha a ocorrer, os

procedimentos operacionais estão descritos detalhadamente na planilha, relacionado ao

método do sondador.

É notório que a planilha elaborada não é um simulador, a mesma realiza somente

cálculos de capacidades, volumes, quantidades de strokes para bombear certos volumes,

volume total de fluido no sistema, atualização de informações prévias e o detalhamento

do procedimento operacional do método do sondador.

Para um controle de poço eficaz, é necessário não somente bons equipamentos

de detecção de kicks, mas possuir também equipes dotadas de treinamentos para que

tomem as melhores ações o mais rápido possível, tentando prever o comportamento das

pressões, vazões e volumes gerados durante a execução de algum método de controle de

poço.

Em trabalhos futuros, fica a recomendação do desenvolvimento de um software

que consiga modelar os fluidos existentes no poço e assim calcular as perdas de cargas

mais próximas da situação principalmente quando os fluidos forem não-newtonianos,

levando em consideração a influência da temperatura no modelo reológico do fluido e

que consiga uma interface do programa amigável com o usuário.



___________________________________

CAPÍTULO VI

Bibliografia

___________________________________



6.0 Bibliografia

AIRD, P. Drillind & Well Engineering: Introduction to Well Control, 2009.

Drilling Lexicon. Equivalent Circulating Density (ECD). Disponível em:

<http://www.iadclexicon.org/equivalent-circulating-density-ecd/> Acesso em: 15 de

abril de 2015.

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LAKE, L. W.; MITCHELL, R. F. Petroleum Engineering Handbook: Drilling

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LIMA, H. R. P. Fundamentos de Perfuração. Salvador: Petrobras/Serec/Cen-Nor,

1992.

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ROCHA, L. A. S.; AZEVEDO, C. T. Projetos de Poços de Petróleo. 2. ed. Rio de

Janeiro: Interciência, 2009.

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Engenharia de reservatórios de petróleo – Rio de Janeiro : Interciência :

PETROBRAS, 2006.

SALATIEL, José Renato: Desastre ambiental: Consequências do vazamento de

petróleo no golfo do México. Disponível em: < http://vestibular.uol.com.br/resumo-

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SANTOS, Otto Luiz Alcântara. Segurança de poço na perfuração. São Paulo:

Blucher, 2013.

http://www.iadclexicon.org/equivalent-circulating-density-ecd/







SANTOS, Raphael Pádua: Implementação de um Modelo Numérico para a

Simulação da Circulação de um Kick de Gás pelo Método do Sondador – Rio de

Janeiro: UFRJ/Escola Politécnica, 2013.

THOMAS, J.E.: Fundamentos da Engenharia de Petróleo. Editora Interciência.

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TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO -...

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